2. 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室;
3. 中国石油大学（北京）
2. State Key Laboratory of Multi-resource Collaborated Green Development of Continental Shale Oil;
3. China University of Petroleum (Beijing)
页岩油目前已成为全球非常规油气资源勘探开发的热点领域，并影响着全球各国能源战略布局[1-3]。近年来，中国陆相页岩油勘探已取得了革命性的突破，在松辽、鄂尔多斯、渤海湾、准噶尔、四川和柴达木等盆地已实现陆相页岩油的工业性突破与发展。目前古龙页岩油已经获得突破并取得丰硕研究成果[4-10]，而东侧的三肇凹陷是否具备勘探潜力存在一定的不确定性，因此三肇凹陷页岩油富集的基础地质条件和甜点区潜力需要进行系统评估。
2020年部署在松辽盆地北部三肇凹陷中部的松页油3井展现出良好的含油性并获得工业油流，2021年部署在三肇凹陷徐家围子向斜的风险探井ZY-1井获得日产油14.4t，实现三肇凹陷页岩油产量突破。表明该地区蕴藏着丰富的页岩油资源，具有较大勘探开发潜力[11-12]。但由于研究区青山口组页岩油勘探起步较晚，缺乏三肇凹陷青山口组页岩油富集地质条件研究，限制了页岩发育特征的刻画；沉积有机质富集的古沉积环境特征研究尚不深入，干扰了有机质富集模式的建立；不同岩相影响下的页岩油储层空间类型及特征缺乏系统性的研究，影响了青山口组页岩油储集能力的认识；不同类型页岩油甜点含油性、可动性特征及分布规律还未明确，制约了青山口组页岩油勘探潜力的评估，这些关键性的地质问题制约了三肇凹陷的页岩油勘探。
本文主要以三维地震资料和2021年部署于三肇凹陷的风险探井ZY-1井的全取心资料，结合地质、测井、钻井、试油、岩心分析化验等基础资料，系统梳理分析三肇凹陷构造地质特征，明确有机质富集条件、页岩油储集空间特征及含油性。基于此，综合分析并评价三肇凹陷不同类型页岩平面甜点展布特征，以期明确三肇凹陷青山口组页岩油勘探方向，为下一步青山口组页岩油甜点区勘探及井位部署提供科学依据。
1 地质概况松辽盆地位于我国的东北部，总面积约为26×104km2，为典型陆相断陷—坳陷叠合盆地[4]。根据构造演化将盆地划分为6个构造单元（图 1a），即北部倾没区、西斜斜坡区、中央坳陷区、东北斜坡区、东南隆起区和西南隆起区。其中，分别位于中央坳陷区西部和东部的古龙凹陷和三肇凹陷是主要的生烃凹陷，与大庆长垣隆起共同形成了“两凹一隆”的构造格局（图 1b）。其中三肇凹陷是一个负向的二级构造单元，面积约为5575km2。三肇凹陷主要经历了断陷期（火石岭组—营城组沉积期）、坳陷期（登娄库组—嫩江组沉积期）及反转期（四方台组—全新统沉积期）3个构造演化阶段。青山口组沉积期三肇凹陷已经具有一定的凹陷雏形，直至明水组沉积末期的构造反转使三肇凹陷成为松辽盆地北部的第二大负向构造（图 1c）。三肇凹陷上白垩统青山口组厚度整体在500~700m。青山口组沉积期，三肇凹陷发育了一套以灰黑色、深灰色泥岩为主，夹油页岩、灰色细砂岩和粉砂岩的地层[13]。根据岩性青山口组可分为青一段、青二三段，根据页岩主要发育层系自下而上又划分出Q1—Q9共9个油组，其中Q1—Q6分布于青一段，Q7—Q9分布于青二三段底（图 1d）。
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图 1 研究区综合地质概况图及青山口组地层沉积特征图（修改自文献[14]） Fig. 1 Comprehensive geological settings in the study area and stratigraphic characteristics of Qingshankou Formation (modified after reference [14]) （a）松辽盆地构造单元划分图；（b）现今青山口组底面构造图；（c）构造演化剖面图；(d)青山口组层序地层格架 |
晚白垩世，松辽盆地发育湖侵期半深湖—深湖相沉积环境（图 2），青山口组页岩广泛分布在古龙凹陷和三肇凹陷，主要发育古龙凹陷和三肇凹陷两个古沉积中心[4, 12]。青一段沉积时发生第一次大规模海侵，主要为半深湖—深湖沉积，沉积了巨厚的暗色页岩, 厚度为50~100m，沉积初期湖泊深度最大，岩性以灰黑色、深灰色泥岩夹油页岩为主，分布稳定，是页岩油主力勘探层段。青二三段沉积期，湖泊范围逐渐减小，深度逐渐变浅，青二段发育较大规模的浊积岩、介壳滩和白云岩，青三段以三角洲水下分流河道为主。
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图 2 松辽盆地青山口组沉积相特征图 Fig. 2 Sedimentary facies characteristics of Qingshankou Formation in Songliao Basin |
2018年开始，松辽盆地大庆探区页岩油勘探重点聚焦在成熟度较高的古龙凹陷，揭示古龙页岩油稀油带资源量巨大[14]。三肇凹陷区域内已有工业油流井3口（图 1b），其中Z-49井试油日产量为1.50t，Z-21井试油日产量为1.36t，SYY-3井试油日产量为2.78t，均具有较好的试油日产量结果，表明具备基础成藏条件，而三肇凹陷是否具备规模页岩油发育地质条件及页岩油富集规律、有利区带等地质理论有待探索。为了探索三肇凹陷青一二段页岩油含油气性，实现稀油带勘探重大突破，在三肇凹陷内部的稀油带有利区，优选烃源岩条件优、成熟度高、含油条件好的徐家围子向斜地区，2021年部署了风险探井ZY-1井，设计直井段2100m，水平井段4900m。ZY-1井试油试采具有返排见油快、初产高、压力产量稳定的特点，初期日产油14.4t（稳定），最高日产16.8m3。该井实现了松辽盆地中等成熟度页岩油的勘探突破，证实了三肇凹陷稀油带页岩油能够实现高产和稳产，展现了三肇凹陷页岩油良好的勘探开发前景。
现场开展岩性识别与描述，认识到宏观上发育页岩、白云岩、石灰岩三大类岩性，以及发育于大套富有机质泥岩内的粉砂岩、白云岩、石灰岩3种类型的薄夹层。从上到下依次为Q9—Q1油组，总厚度为122m，单个油组厚度在10.6~17.2m(图 3)。Q1—Q2油组发育纯页岩，电性曲线呈现高自然伽马、高电阻率特征，有机质含量高，页理发育，页理缝密度为50~100条/m，含少量白云岩薄层，含油性最好，总可动油量介于1.4~11.5mg/g，OSI指数介于90.3~ 413.6mg/g（HC/TOC）。Q3—Q6油组发育页岩夹碳酸质薄层，电性曲线呈锯齿状，有机质含量较高，页理较发育，页理缝密度为20~60条/m，白云岩薄层频繁发育，总可动油量介于2.5~9.2mg/g，OSI指数介于34.6~624.5mg/g（HC/TOC）。Q7—Q9油组以含灰、含粉砂页岩为主，粉砂岩薄层发育，厚度较大，脆性最好，电性曲线呈刺刀状，有机质含量偏低，页理不发育，页理缝密度为0~40条/m，页岩储层物性好，核磁测井总孔隙度平均为15.4%，有效孔隙度平均为6.2%，总可动油量介于2.2~10.9mg/g，OSI指数介于32.9~464.2mg/g（HC/TOC）。
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图 3 三肇凹陷ZY-1风险探井钻后综合评价图 Fig. 3 Post-drilling comprehensive evaluation of risk exploration Well ZY-1 in Sanzhao Sag |
前人研究表明，青山口组沉积后松辽盆地经历持续埋深，在嫩江组沉积晚期盆地开始抬升，沉降中心逐渐向西迁移，明水组沉积末期发生构造反转是盆地与现今构造形态改变的关键事件[15-17]。因此，通过基于地震数据的趋势法分别恢复了松辽盆地北部青山口组现今埋深和明水组沉积末期埋深（图 1b、图 4a），并重建了明水组沉积末期沉积古地貌（图 4b）。明水组沉积末期齐家—古龙凹陷呈北北东向分布，古三肇凹陷呈东西向分布。在古齐家—古龙凹陷和古三肇凹陷之间显著存在古隆起高点区带，由北向南延伸，正是这一古构造隆起分隔了齐家—古龙凹陷和三肇凹陷，使得两个凹陷在物源输入、沉积充填等方面呈现不一样的特征（图 4a、b）。青山口组顶界拉平的地震剖面显示出齐家—古龙凹陷和三肇凹陷在其地层沉积时两者埋深和延伸规模是相当的，甚至三肇凹陷向东延伸更远（图 4c）。齐家—古龙凹陷青山口组砂体受到北部水系、西部水系和西南水系共同影响，物源输入相对更强，且齐家—古龙凹陷古坡度为1.5°~2.5°，由于物源近及地形坡度陡，在深湖区形成一定规模的重力流沉积，由于碎屑输入量大，易于形成淡水湖盆环境下的富黏土质、富砂质泥页岩沉积（图 2）。三肇凹陷古坡度为0.8°~2.3°，且受到北部和东部物源的影响范围有限，三肇地区几乎没有重力流砂体发育和外源砂体的注入，由于远离物源输入，且受到间断性的海水侵入湖盆影响，湖水易咸化，发育内生的介壳灰岩和少量白云岩，有利于钙质矿物在泥岩中的化学沉淀富集。
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图 4 松辽盆地北部青山口组古埋深与古地貌图 Fig. 4 Paleo burial depth and paleogeomorphology of Qingshankou Formation in Northern Songliao Basin （a）明水组沉积末期青山口组底面构造图；（b）明水组沉积末期青山口组古地貌图；（c）明水组沉积期构造反转抬升及剥蚀后青山口组构造形态；（d）明水组沉积期构造反转前青山口组构造形态；（e）姚家组沉积末期青山口组构造形态 |
其中齐家—古龙凹陷可容纳空间比三肇凹陷更大，因此沉积了厚度更大的富有机质页岩层序。齐家—古龙凹陷青一段泥岩厚度为35~540m，油页岩厚度为0~50m，TOC平均值介于1%~5%，古龙凹陷分布大规模泥页岩油藏，有利区分布面积为1.46×104km2，页岩油资源巨大（图 5）[1]。三肇凹陷青一段泥页岩厚度为40~300m，油页岩厚度为0~50m，TOC平均值介于2%~6%，且高TOC分布范围较齐家—古龙凹陷广。三肇凹陷青山口组成熟页岩油分布面积约为3900km2，其中页岩油成熟度大于0.9%的分布面积为630km2，页岩油形成地质条件较好，资源潜力大（图 5）[18]。总体来看，青山口组页岩沉积时期的古构造格局控制了盆地古地貌与沉积中心，造成松辽盆地北部发育西部淡水与东部咸化水两大独立沉积体系，形成齐家—古龙凹陷和三肇凹陷两大页岩油富集区。沉积初期，齐家—古龙凹陷可容纳空间大于三肇凹陷，页岩厚度更大。沉积后期，盆地发生反转构造控制了三肇凹陷沉积范围和沉积厚度，尽管构造反转之后三肇凹陷可容纳空间小于构造反转之前，但其在青山口组时期经历了大规模湖侵，形成半深湖—深湖优质泥页岩沉积环境，沉积了大面积、巨厚的暗色泥岩。
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图 5 松辽盆地北部青山口组泥岩特征图 Fig. 5 Characteristics of Qingshankou Formation shale in Northern Songliao Basin （a）青山口组泥岩厚度图; (b) 青山口组油页岩厚度图；（c）青山口组TOC平均值平面分布图; (d) 青山口组底部Ro等值线图 |
古气候条件通过影响沉积物的风化、侵蚀、搬运和沉降过程，进而影响盆地内生物种类与数量的富集，最终影响有机质的沉积[19]。古气候的变化还会改变沉积物的矿物成分和化学成分，因此，通过分析沉积物的元素组成特征，可以推测古气候状况。常用的古气候指标有古气候指数C和化学蚀变指数CIA[19-20]。C值高代表潮湿气候，低代表干旱气候；CIA值则指示不同强度的化学风化作用和气候条件。
三肇凹陷青山口组页岩气候指数C介于0.07~ 0.53，平均为0.25，指示青山口组黑色页岩形成于温暖的半湿润气候；化学蚀变指数CIA在52.09~72.59之间，平均为63.52，反映三肇凹陷青山口组页岩沉积时期为中等化学风化背景下的温暖半湿润气候（图 6）。沉积早期青一段Q1—Q6油组页岩C值和CIA值均相对较高，在Q1和Q2油组古气候指标最高，指示气候较为湿润，同时TOC也相对较高，随后古气候指标和TOC缓慢降低，沉积后期青二三段页岩两个古气候指标均低于青一段参数值，且TOC也逐渐降低。总的来说，研究区青山口组沉积时期古气候总体上以温暖湿润为主，变化趋势是早期相对温暖湿润, 逐渐变为半干旱, 随后一直保持相对半温暖湿润—干旱气候环境，有机质生产力和保存条件逐渐变得更为局限。
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图 6 三肇凹陷ZY-1井青山口组页岩TOC与古气候参数关系图 Fig. 6 Relationship between TOC and paleoclimate parameters of Qingshankou Formation shale in Well ZY-1, Sanzhao Sag |
古盐度分析是研究古沉积环境及其演化的重要方法，其中元素地球化学方法常被用于分析页岩/泥岩沉积过程中水体的古盐度，如Sr/Ba法、B含量和B/Ga比值法等[21-23]。三肇凹陷青山口组的微量元素分析显示，Sr/Ba值介于0.32~1.73，平均为0.74；相对B含量则介于68.41~279.77，平均为144.85（图 7）。通过Th/U与Sr/Ba、相对B含量与Ga含量的判别图分析，可以看出该区沉积环境整体呈现微咸水至半咸水特征。从纵向上看，青一段Q1油组和Q2油组的Sr/Ba和相对B含量显著较高，分别波动在0.52~1.68和84.26~188.90之间，平均值分别为0.92和137.54，表明其水体盐度较高，处于半咸水至咸水环境；青二三段的古盐度指标中，Sr/Ba值和相对B含量分别介于0.44~1.73和89.5~279.7之间，平均值分别为0.69和148.1，水体盐度有所降低，处于微咸水—半咸水环境。总体来看，古盐度表现为咸水—半咸水—微咸水的变动，且古盐度自青一段至青二三段呈现逐渐减小的趋势，青一段有机质保存条件好，具有相对较高的TOC。整体上水体盐度越高，相对容易形成水体分层的底水还原环境，因此青一段底部相对较高的盐体环境更利于有机质的保存（图 7）。
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图 7 三肇凹陷ZY-1井青山口组页岩盐度指标分析相关图 Fig. 7 Correlation of salinity indicators of Qingshankou Formation shale in Well ZY-1, Sanzhao Sag |
V、Cd、Cr、Co、Cu、U等主量元素和Zn、Fe、Cu等微量元素对环境的氧化还原性较为敏感，可通过其丰度和比值恢复古氧化还原环境[24]。ZY-1井青山口组V/（V+Ni）值分布在0.65~0.85，平均为0.80（图 8a）；V/Cr值分布在1.34~4.12，平均为2.20（图 8a）。V/Cr值与V/（V+Ni）值交会图、Pr/nC17与Ph/nC18关系图可以很好地判断烃源岩的沉积环境，关系图表明青山口组沉积时期氧化还原状态为贫氧—弱氧化沉积环境（图 8)。青一段V/（V+Ni）值分布在0.65~0.84，平均为0.79；V/Cr值分布在1.71~4.11，平均为2.42；青二三段V/（V+Ni）值分布在0.77~0.85，平均为0.82；V/Cr值分布在1.34~2.42，平均为1.89，整体氧化还原环境变化不大，其中青一段Q2油组和Q3油组存在明显的V/（V+Ni）高值和V/Cr高值区间，指示为厌氧的强还原沉积环境，主要是受盐度的影响导致水体分层进而促使底层水体处于缺氧环境，有利于有机质保存。
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图 8 三肇凹陷ZY-1井青山口组页岩氧化还原指标相关图 Fig. 8 Correlation of oxidation–reduction indicators of Qingshankou Formation shale in Well ZY-1, Sanzhao Sag |
水体表层生物初级生产力高是有机质富集的重要条件之一，水体中赋存的营养物质供应越充足，藻类等生物光合作用能力越强，相应的生物初级生产力就越高[25]。三肇凹陷沉积有机质主要来源于湖泊内的水生生物，陆源供给同海洋具有类似的特征[26-28]。
在三肇凹陷ZY-1井50个样品中进行的有机碳和孔隙度实验分析表明，不同层段的湖泊古生产力变化显著。青一段的湖泊古生产力范围为184~4679g/(m2·a)，平均为1624g/(m2·a)，而青二三段的古生产力为236~1867g/(m2·a)，平均为1013g/(m2·a)，属于高生产力水平。纵向古生产力值显示，青一段底部的Q1油组、Q2油组生产力最高，平均为2021g/(m2·a)，处于极高生产力水平，促进了大量有机碳的沉积，TOC介于0.72%~8.95%，平均为4%。青一段顶部生产力逐渐降低，保持相对稳定，TOC为0.46%~5.03%，平均为2.39%。相比之下，青一段的古生产力明显高于青二三段（图 9）。
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图 9 三肇凹陷ZY-1井沉积古环境纵向分布特征图 Fig. 9 Vertical distribution of sedimentary paleoenvironment in Well ZY-1 in Sanzhao Sag |
青一段沉积时期气候温暖潮湿，藻类和浮游生物的贡献导致有机质大量积累，形成了富有机质的烃源岩。沉积水体环境为半咸水至咸水贫氧或厌氧状态，促进了有机质的富集，形成了良好的沉积条件。青二三段沉积时期，气候转为半湿润至干旱，不利于藻类和浮游生物的繁殖，虽然火山等地质事件提供了充足的营养元素，但整体古生产力仍低于青一段。整体来看，三肇凹陷泥页岩的有机质富集受古气候、盐度、水深、氧化还原环境等多因素的耦合控制，青山口组沉积时期为有机质富集提供了有利条件（图 9）。
4.5 有机质富集模式青山口组的湖盆沉积作用形成了白垩纪最大的湖盆之一，最大覆盖面积达到20×104km2。湖盆的扩张和收缩经历了明显的旋回变化，其中青一段沉积期是湖盆扩张期，湖区面积最大，沉积了厚层的暗色泥页岩，泥页岩厚度可达50~100m[4]。特别是在三肇凹陷，该区为古沉积中心，深湖相沉积环境主导，暗色泥页岩厚度为65~80m，同时具备在半湿润—湿润气候、咸水—半咸水、贫氧—厌氧环境下发育极高的古生产力特征，奠定了该地区页岩油资源的规模发展基础（图 10a）。进入青二三段沉积期，湖盆经历了萎缩期，湖区面积显著缩小至最大时的三分之一，仅为3.5×104km2，尽管整体保持了环状分布特征，但湖相环境发生了显著变化，同时具备在半湿润—干旱气候、微咸水—半咸水、贫氧环境下发育高的古生产力特征，并表现出不同的矿物组成与有机质富集特征（图 10b）。古龙凹陷由于较强的物源输入，矿物稀释作用明显，限制了有机质的富集。而三肇凹陷青山口组泥页岩通过水体的盐度分层，增强了有机质的保存，最终在该地区形成了高有机质丰度的泥页岩沉积，为油气富集奠定了环境和物质基础。
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图 10 三肇凹陷构造—古地貌—古环境耦合作用下页岩有机质富集模式图 Fig. 10 Organic matter enrichment model of shale in the coupling of structure–paleogeomorphology–paleoenvironment in Sanzhao Sag |
黏土矿物是ZY-1井页岩的主要组成矿物，在整个青山口组范围内黏土矿物含量分布在22.4%~65.8%，平均为42.8%；石英含量分布在4.7%~74.8%，平均为20.3%；长石含量分布在1.1%~30.7%，平均为7.9%；方解石含量分布在1.8%~41.4%，平均为8.2%；黄铁矿含量较少，平均为3.5%，个别样品中含量较高（图 11a、b）。纵向上青山口组底部较为富集黏土矿物，顶部相对较发育方解石和白云石矿物。
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图 11 松辽盆地北部青山口组矿物含量特征图 Fig. 11 Mineral composition contents of Qingshankou Formation shale in the Northern Songliao Basin （a）ZY-1井青山口组矿物纵向分布特征; （b）三肇凹陷ZY-1井矿物含量饼状图；（c）古龙凹陷GY1井矿物含量饼状图 |
西部古龙地区的黏土矿物和石英含量略高于东部（图 11c）。相比之下，东部三肇凹陷的钙质矿物相对较发育，方解石含量也较高。这一差异与盆地东西部沉积环境有关：西部沉积中心受持续性西部物源河流输入影响，易于形成淡水湖盆环境下的富黏土质、富砂质泥页岩沉积；而东部因远离物源输入且受间断性海水侵入影响，湖水咸化程度高，有利于钙质矿物在泥岩中的化学沉淀。
5.2 不同岩相发育特征基于页岩矿物组成、有机碳含量和沉积构造特征，将三肇凹陷青山口组页岩划分出5类岩相，分别为黏土质页岩相、长英质页岩相、钙质页岩相、细—粉砂岩相、钙质岩相（图 12）。（1）黏土质页岩相中黏土矿物含量大于50%，有机碳含量大于3%，因碎屑颗粒及有机质含量的不同存在成分上的韵律变化，呈现出亮暗纹层（表 1）。（2）长英质页岩相中长英质矿物含量介于25%~50%，有机碳含量小于3%，多呈现出1~10mm厚度的长英质纹层，纹层内常见流水波纹、粒序层理、生物扰动等诸多沉积构造，反映沉积期陆源输入和水体活跃，存在底流、密度流等沉积现象（表 1）。（3）钙质页岩相黏土矿物含量小于50%，钙质矿物含量介于25%~50%，反映水体咸化和较弱的陆源输入，易形成以化学沉淀为主的富碳酸盐岩页岩，钙质纹层发育，钙质纹层可分别由生物介壳碎屑、白云石、重结晶方解石组成（表 1）。（4）细—粉砂岩相中长英质矿物含量大于50%，有机碳含量小于1%，存在于大套富有机质泥岩内的碎屑岩夹层，以含介屑细—粉砂岩为主（表 1）。（5）钙质岩相中碳酸盐矿物含量大于50%，有机碳含量小于0.5%。
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图 12 三肇凹陷青山口组页岩岩相划分三端元图 Fig. 12 Three end element diagram of shale lithofacies division in Qingshankou Formation in Sanzhao Sag |
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表 1 松辽盆地北部三肇凹陷青山口组岩相发育类型特征表 Table 1 Types and characteristics of shale lithofacies in Qingshankou Formation in Sanzhao Sag, Northern Songliao Basin |
总体来看，三肇凹陷与古龙凹陷青一段页岩在空间分布、有机质丰度、成熟度、矿物组成和岩相发育特征上均存在差异，这与其形成与演化过程中的古构造和古沉积环境有着密切关系。古龙凹陷在外源注入影响下为淡水湖盆，受北部、西部水系的影响，沉积物以陆源碎屑输入为主，形成了富黏土质、富砂质的页岩沉积，主要发育块状泥岩、粉砂质页岩、粉砂岩及灰质岩相。与之对比，三肇凹陷的陆源输入较弱，水体发生咸化，导致化学沉淀发育，主要沉积黏土质页岩、钙质页岩及钙质岩相，相应地发育了纹层状泥岩和块状泥岩。
5.3 三类页岩油储集类型特征湖盆规模、物源供给、古环境等控制着湖盆内沉积物的矿物成分、结构、构造及纵向分布形式。综合前文对不同岩相的矿物组成、储集空间特征、岩相组合特征的分析，将研究区青山口组页岩油储层划分为页理型、纹层型、夹层型3类（图 13）。
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图 13 三肇凹陷ZY-1井青山口组页岩油储层类型划分综合图 Fig. 13 Comprehensive classification of shale oil reservoir types in Qingshankou Formation in Well ZY-1 in Sanzhao Sag |
页理型层段主要由黏土质页岩和泥页岩构成，累计厚度在20~30m之间，储层特征以高黏土、高有机质、低孔低渗为主，有机碳含量较高（> 3%）。页理型页岩内发育大量黏土矿物晶间孔/缝、有机质孔/缝、页理缝等储集空间类型，孔隙直径一般小于100nm，该层段具有良好的储层潜力（图 14a—c）。
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图 14 三肇凹陷ZY-1井青山口组页岩油储集空间类型图 Fig. 14 Types of shale oil storage spaces in Qingshankou Formation in Well ZY-1 in Sanzhao Sag （a）黏土矿物晶间孔和有机质孔，页理型泥页岩，2050.1m;（b）黄铁矿晶间孔，有机质边缘发育有机质孔，页理型泥页岩，2047.1m；（c）微裂缝，页理型泥页岩，2041.1m；（d）黄铁矿晶间孔，纹层型泥页岩，2008.6m；（e）微裂缝和晶间孔，纹层型泥页岩，1989.6m；（f）钙质—粉砂质纹层和黏土质纹层，纹层型泥页岩，1982.1m；（g）晶间孔，夹层型泥页岩，1968.6m；（h）发育微裂缝、黄铁矿，有机质边缘有收缩裂缝，夹层型泥页岩，1952.6m；（i）黄铁矿晶间孔，夹层型泥页岩，1948.6m |
纹层型储层中有机质纹层及脆性较好的微观纹层发育频率越高，黏土矿物含量较低，岩石的脆性越高，具有较好的可压裂性的特征（图 13）。纹层型层段以钙质页岩相中的云质纹层、方解石纹层和介壳纹层为主，累计厚度为40~60m，层段内发育纹层状构造，纹层缝发育，储层渗透性优于页理型储层，有机质含量中等，介于2%~3%，由于纹层高渗通道的存在，孔渗条件较好，烃类易向纹层内运移。纹层型页岩储层主要发育与矿物纹层有关的晶内溶孔、晶间孔、有机质孔等多种类型储层，与页理型储层相比孔喉半径更大（1~5μm）（图 14d—f）。
夹层型储层包括钙质岩相、细—粉砂岩相，集中发育在泥岩内的薄层细—粉砂岩，含介壳，存在纯白云岩优质储层，普遍存在大量的石英矿物和碳酸盐矿物，脆性矿物含量高，单层厚度为0.3~2m，累计厚度为4~10m。夹层型储层砂地比含量介于35%~ 60%，油气赋存于砂岩粒间孔内，含油气性好，孔渗条件最优，有机碳整体含量低，小于1%（图 14g—i）。
6 三肇凹陷页岩油勘探潜力 6.1 优质甜点段页岩油勘探开发过程中，综合考虑烃源岩条件、储层质量、含油及可动性、可压裂性等可能影响页岩油甜点分布的地质参数，初步建立了三肇凹陷青山口组页岩评价综合柱状图（图 15）。根据松辽盆地独特的石油地质条件，优选岩相分布、含油性、可压裂性、烃源岩品质等参数作为优质甜点段评价参数标准。综合评价认为TOC > 2%、总可动油 > 5mg/g、OSI指数 > 122mg/g（HC/TOC）、脆性指数 > 35%作为有利勘探层段的指标。三肇凹陷ZY-1井青山口组从下至上依次发育页理型、纹层型、夹层型3类甜点（图 15）。
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图 15 三肇凹陷ZY-1井青山口组综合评价图 Fig. 15 Comprehensive evaluation of Qingshankou Formation in Well ZY-1, Sanzhao Sag |
页理型泥页岩是真正意义上的页岩油储层，具有有机质含量高、滞留烃含量高、地层压力系数大的特点，这类甜点主要分布在青一段底部的Q1—Q2油组。ZY-1井页理型甜点段厚25m，可动油含量为6~10mg/g，平均为8mg/g；甜点段总体表现出厚度大、有机碳含量高，TOC普遍大于2.5%，有机质以Ⅰ型为主，处于成熟阶段，页理型泥页岩内发育大量黏土矿物晶间孔、有机质孔、页理缝，此外在矿物—有机质接触面还发育收缩缝和收缩孔，具备较好的储集能力 [29-30]。
纹层型泥页岩内发育毫米到微米级粉砂岩、介屑、方解石、黄铁矿等纹层，这些纹层与黏土矿物互层分布，改善了储层的脆性。尽管有机碳含量略低于页理型泥页岩，但由于纹层高渗通道的存在，输导运移条件较好；有利于烃类向纹层内发生微运移，可动烃含量较高，含油气指数高。ZY-1井纹层甜点段厚20m，可动油含量为5~7mg/g，平均为6mg/g，以黏土质页岩相、长英质页岩相和钙质页岩相互层型组合为主，页岩层之间被薄夹层的细—粉砂岩相和钙质岩相分隔。显微观察发现纹层型泥页岩内发育晶内溶孔、晶间孔、有机质孔等多种类型储集空间，与页理型储层相比具有相对较大的孔喉半径。这类甜点段主要分布在青一段的Q6—Q7油组和青二三段的Q8顶—Q9油组。
夹层型储层主要发育于大套富有机质泥岩内的碎屑岩夹层，以含介屑细—粉砂岩为主，油气赋存于砂岩粒间孔内，含油气性好，与其他两类泥页岩型储层相比具有较好的孔渗条件。ZY-1井夹层型甜点段厚15m，可动油含量为6~9mg/g，平均为7mg/g，在Q7—Q8油组发育约8m厚的介屑砂岩夹层集中段，纵向上发育6套单砂体，砂岩累计厚度约为4m，低黏土矿物含量、高脆性矿物含量的页岩容易产生裂缝，有较强的造缝能力，有利于开展大型体积压裂，这类甜点主要分布在青二三段的Q7顶油组和Q8底油组。
6.2 潜在勘探区ZY-1井实现了松辽盆地中等成熟度页岩油的勘探突破，进一步明确了三肇凹陷页岩油的独特优势，三肇凹陷页岩油具备地层埋藏浅、岩性脆的特性，易于钻井和压裂改造；夹层型、纹层型页岩大孔多、天然裂缝发育、流动性好，易于原油产出；甜点层含油性好、分布稳定，甜点区面积大，资源丰富。三肇凹陷页岩油的突破打开了大庆油田页岩油勘探新场面，展现了三肇凹陷页岩油良好的勘探开发前景。三肇凹陷成熟度大于0.75%的有利区面积为4119km2，页岩油资源量为42.69×108t，根据风险探井ZY-1井的突破评价，平面上优选一类区面积为1290km2，核心甜点估算资源量为17.8×108t，其中Q1—Q2油组是主力目标层，顶部Q7—Q9油组同样具有很好的潜力。根据页岩油富集评价标准开展松辽盆地北部页岩油有利区评价，评价出页理型、夹层型、纹层型3类页岩油有利区。
6.2.1 页理型页岩油以页理型页岩发育厚度、泥页岩有机质丰度、岩石热演化程度、生烃强度这4项主控因素为评价标准进行有利区预测。综合分析将Ⅰ类有利区标准界定为页理型页岩厚度大于20m，TOC大于3%，Ro > 1%，生烃强度大于3.6MMt/km2；Ⅱ类有利区标准界定为页理型页岩厚度介于15~20m，TOC > 2%，0.8% < Ro < 1%，生烃强度介于1~3.6MMt/km2。Ⅰ类有利区主要分布在盆地东部的三肇凹陷，面积超1000km2，Ⅱ类有利区几乎覆盖整个齐家—古龙凹陷和三肇凹陷，分布面积超1×104km2（图 16）。
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图 16 松辽盆地北部青山口组高丰度页理型泥页岩厚度与有利区预测叠合图 Fig. 16 Superposition of high-abundance shale thickness in Qingshankou Formation and favorable zone prediction in Northern Songliao Basin |
以纹层型页岩发育厚度、有机质丰度、岩石热演化程度、生烃强度为评价标准进行有利区预测。综合分析将Ⅰ类有利区标准界定为纹层型页岩厚度大于40m，TOC介于2%~4%，Ro > 1%，生烃强度大于3.6MMt/km2；Ⅱ类有利区标准界定为纹层型页岩厚度介于12~40m，TOC介于2%~4%，0.8% < Ro < 1%，生烃强度介于1~3.6MMt/km2。结果显示，纹层型页岩油Ⅰ类有利区主要分布在松辽西部齐家凹陷、古龙凹陷及三肇凹陷东部；西部Ⅰ类有利区分布面积约为2700km2，东部Ⅰ类有利区分布面积超1000km2。相比较，Ⅱ类纹层型页岩油有利区面积较为广阔，几乎覆盖整个松辽盆地凹陷区，面积可达1×104km2（图 17）。
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图 17 松辽盆地北部青山口组中高丰度纹层型页岩厚度与有利区预测叠合图 Fig. 17 Superposition of high-abundance laminated shale thickness in Qingshankou Formation and favorable zone prediction in Northern Songliao Basin |
以夹层型页岩发育厚度、岩石热演化程度、生烃强度这3个夹层型页岩油发育主控因素为评价标准进行有利区预测。综合分析将Ⅰ类有利区标准界定为夹层型页岩厚度大于10m，Ro > 1%，生烃强度大于3.6MMt/ km2；Ⅱ类有利区标准界定为夹层型页岩厚度为6~10m，0.8% < Ro < 1%，生烃强度为1~3.6MMt/km2。结果显示，夹层型页岩油有利区主要分布在松辽盆地西部齐家—古龙凹陷西侧及三肇凹陷中北部，在三肇凹陷发育的规模较小。从面积上来看松辽盆地西部Ⅰ类有利区面积超1500km2，松辽盆地东部Ⅰ类有利区面积近1000km2。Ⅱ类有利区在齐家—古龙地区与三肇凹陷分布范围相差较大，齐家—古龙凹陷分布范围约为5000km2，三肇地区范围约为4500km2（图 18）。
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图 18 松辽盆地北部青山口组夹层型页岩厚度与有利区预测叠合图 Fig. 18 Superposition of interlayer thickness in Qingshankou Formation and favorable zone prediction in Northern Songliao Basin |
（1）三肇凹陷青山口组地层在构造—沉积—古环境的控制下发育广泛的富有机质泥页岩。较大的沉积地貌为泥页岩沉积提供了充足的可容纳空间，同时温暖潮湿的古气候，海侵背景下咸化湖盆导致的水体咸化分层及缺氧环境，为有机质富集与保存创造了有利条件，最终形成了厚层、高有机质丰度的泥页岩，为页岩油的生成与富集奠定了物质基础。
（2）重新认识三肇凹陷页岩油成藏潜力，青山口组页岩发育页理型、纹层型、夹层型3类有利页岩油类型。页理型储层具有高黏土矿物、高有机质、低孔低渗的特性，其中发育的有机质孔、缝赋存了规模的页岩油，储层潜力较大；纹层型储层具有较好的可压裂性和较高的渗透性，矿物纹层的存在促进了烃类向储层内的迁移，孔隙半径较大；夹层型储层则以细—粉砂岩相为主，脆性矿物含量高，储层具备较好的孔渗性，且油气赋存条件优异。
（3）三肇凹陷生烃条件好、可动烃含量高、脆性矿物含量高，页理型、纹层型和夹层型页岩油均具备良好成藏条件。页理型页岩甜点段可动油含量为6~10mg/g，平均为8mg/g；纹层型页岩甜点段可动油含量为5~7mg/g，平均为6mg/g；夹层型页岩甜点段可动油含量为6~9mg/g，平均为7mg/g，整体含油性较好。综合评价青一段甜点区，优选Ⅰ类有利区面积超3000km2，明确三肇凹陷也具备较大的页岩油勘探潜力，能够成为继古龙凹陷新的页岩油接替领域。
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